华中电网2005年跨区跨省电能交易情况及2006年交易预测

    2005年华中电网跨区跨省电能交易，在购售双方和广大电力企业的积极参与和共同努力下，创下历史最好水平。全年完成跨区跨省交易电量207.30亿千瓦时，比去年同期134.15亿千瓦时增加73.15亿千瓦时，同比增长54.50%。其中：跨区跨省长期交易电量118.21亿千瓦时，同比增长47.20%，跨区跨省短期交易电量89.09亿千瓦时，同比增长65.33%；跨区交易电量127.10亿千瓦时，同比增长22.90％，跨省交易电量80.20亿千瓦时，同比增长160.80％。 

    从分省情况来看，河南省全年完成跨区跨省交易电量120.73亿千瓦时，其中跨区交易71.66亿千瓦时，跨省交易49.07亿千瓦时；湖北省全年完成跨区跨省交易电量15.17亿千瓦时，其中跨区交易10.98亿千瓦时，跨省交易4.19亿千瓦时；湖南省全年完成跨区跨省交易电量5.19亿千瓦时，其中跨区交易2.30亿千瓦时，跨省交易2.89亿千瓦时；江西省全年完成跨省交易电量1.90亿千瓦时；四川省全年完成跨区跨省交易电量44.75亿千瓦时，其中跨区交易22.52亿千瓦时，跨省交易22.23亿千瓦时；重庆市全年完成跨省交易电量0.092亿千瓦时。 

    活跃的跨区跨省交易，既缓解了用电紧张的局面，减少了拉闸限电，又优化了资源配置，促进了区域经济社会的发展。 

    2005年华中电网跨区跨省交易电量大幅增长的主要原因表现在： 

    1、华中地区资源分布的特性差异为跨省交易奠定了基础。 

    华中地区资源分布呈现“南水北煤”的特点，区域内94%以上的水能资源分布在四川、湖南和湖北三省，区域内82%的煤炭资源分布在河南省。资源分布决定了电源结构，电源结构的差异使华中电网具备了得天独厚的水火、水水电互补优势，为跨省交易奠定了基础。 

    2、2005年电力供需状况的变化增大了市场交易的机会。 

    相比2004年华中六省（市）电力供应全面紧张的局面，2005年呈现前紧后松、二季度后电力供应形势逐步缓解的状况，但高峰期省间电力供需不平衡程度逐步加大。由于近两年电源建设的迅速发展，2005年河南省的电力电量已经呈现供过于求的局面，全年平均富余电力近100万千瓦；而湖南、江西、重庆夏季高峰电力不足矛盾加剧；四川虽然枯水期缺电严重，但夏季电力富余较多，全年平均富余电力达143万千瓦。华中六省（市）间电力供需的不平衡性，为跨区跨省的电力电量交易提供了市场空间。2005年河南省送受交易电量达119.30亿千瓦时，是2004年交易电量的5.3倍，占全网跨区跨省交易电量的58.20%；四川省全年外送电量44.80亿千瓦时，同比增长31.30%，占全网跨区跨省交易电量的22.00%。 

    3、各省（市）的电价差异为跨区跨省交易提供了条件。 

    河南和四川省2005年的平均上网电价分别为0.311元/千瓦时、0.271元/千瓦时，而湖北、湖南、江西2005年的平均上网分别为0.319元/千瓦时、0.323元/千瓦时、0.336元/千瓦时，价格的差异引导资源的流向，也为跨区跨省交易提供了条件。 

    4、灵活的交易方式促进了资源的优化配置。 

    2005年，华中电网采取了更为灵活的交易方式，通过立足长期交易，活跃短期交易，注重实时交易，有针对性开展丰枯互济、峰谷置换，尝试进行煤电互换等措施，促进了跨区跨省电能交易的稳步增长。2005年全网完成跨区跨省短期交易电量89.09亿千瓦时，同比增长65.33%。其中：跨区短期交易电量58.55亿千瓦时，同比增长46.38%；跨省短期交易电量30.35亿千瓦时，比去年同期增加11.90亿千瓦时，增长85.30%，占跨省交易电量近四成。特别是在迎峰度夏期间，华中电网公司共组织临时交易211次，交易电量达到4.11亿千瓦时。跨区短期交易电量中送华东26.12亿千瓦时，送南方26.58亿千瓦时。1-9月，跨区联络线一直按最大输送能力运行，各省（市）间联络线输送功率也达到或接近稳定限额，区域及省（市）间资源优化配置功能得以充分发挥。 

    二、2005年跨区跨省电能交易中存在的主要问题 

    2005年华中电网跨区跨省交易电量虽然增长较快，但仍受以下几方面因素的影响，在一定程度上限制了跨区跨省电量交易。 

    1、电网卡口因素的影响 

    相对日益增长的负荷和跨区跨省电能交换需要，华中六省（市）间的几个主要断面，如鄂豫、鄂渝、川渝断面都存在不同程度的卡口，制约了华中东、西部电网，河南与其他省（市）电网的资源优化配置力度和四川汛期水电的有效利用。目前鄂豫断面是三回50万千伏线路，稳定极限按200万千瓦控制，在与华北联网后，鄂豫断面送电极限水平进一步降低。鄂渝断面在枯水期按120万千瓦控制，重庆与四川电网枯水期缺电严重，因鄂渝断面卡脖子无法从华中主网得到足够的电力供应。二滩送出断面在丰水期只能按290万千瓦控制，对川渝消纳二滩电量产生了较大影响，2005年二滩电厂弃水调峰损失电量5.67亿千瓦时，占华中电网直调水电厂的82%。同时，随着四川水电的开发，川渝联络线的输电能力更加难以满足送电需求。电网卡口不仅制约了跨区跨省电能交易，而且也将制约着未来华中电力市场完全竞争态势的形成。 

    另外，由于电源布局不合理以及电网建设的滞后，致使部分地区部分时期的“窝电”现象。如河南省，由于2004年、2005年电源投产集中在洛阳、三门峡及豫北地区，造成豫西到豫中、豫北到豫中断面卡脖子现象，该地区的发电企业难以发挥出应有能力参加跨区跨省交换，预计2006年上半年这种局面将更加严重。 

    2、电价机制的影响 

    电价机制的影响表现在三方面：其一，各省（市）不同的电价机制导致部分电量交易受到限制。如有的省只在发电侧执行了丰枯、峰谷电价，有的省在发电侧、销售侧都执行了丰枯、峰谷电价，受这种不同电价机制的影响，个别省（市）在2005年迎峰度夏期间，在自身电力相对富裕时以售电价格过低不愿对缺电省（市）进行电力支援，导致部分交易没有达成。其二，由于没有统一的输电费标准，跨区跨省电能交易价格定价随意、缺乏透明度、价格体系不完善，影响了发电企业参与交易的积极性；同时，由于输电费用的偏高，购电方难以接受，导致一些交易也难以达成。其三，2005年煤电联动政策出台后，由于各省（市）煤电联动水平存在一定的差异，加上跨区跨省送电中发电企业的利润空间较小，出现了组织不到资源或因组织的资源价格较高而使交易无法达成的情况。 

    3、交易机制的影响 

    近几年华中电网跨区跨省电能交易取得很大成绩，但是有些交易行为需要进一步规范，主要是目前的跨区跨省交易是一种电网公司代理的交易，省电力公司在跨区跨省电能交易中，考虑企业利益最大化，尽可能多收取输电费，随意性大，影响了发电企业外送电的积极性，阻碍了跨区跨省电能交易。 

    在当前电力市场化改革的大背景下，迫切需要建立一种交易平台，使跨区跨省电能交易走向市场化，并通过建立相关信息平台、完善的价格体系、特别是要尽早明确各省网输电费，来保障电网公司和发电企业各自合理的收益，以促进跨区跨省电能交易的持续发展。 

    三、2006年跨区跨省电量交易预安排 

    2006年，华中地区电力供需形势将发生较大变化，预计夏季最大负荷将盈余200万千瓦，平均富裕900多万千瓦。分省看，河南全年富裕电量150亿千瓦时，但高峰时缺电力；湖北除季节性缺电30－35亿千瓦时电量外，其他月份基本平衡且有富裕；湖南、江西全年基本平衡，但呈现季节性时段性盈缺；四川除1－4月份缺电15-20亿千瓦时电量左右外，其他月份都有较大富裕；重庆考虑购三峡、四川、二滩、贵州电量后仍将缺口12－15亿千瓦时电量。 

    由于大部分时段省间电力供应大于省间需求，购电省不仅要价低，而且对购电曲线也有要求，给售电省外送电资源的组织增加了难度。2006年各省（市）电网电力供需自我平衡能力增强，受电价机制和经济承受能力制约，省间电能交易难度加大。目前，已初步安排2006年跨区跨省交易电量150亿千瓦时，比2005年长期交易增加30.2亿千瓦时，增长25%。其中跨区交易电量102.10亿千瓦时（占68%）；跨省交易电量47.9亿千瓦时（占32%）。跨省交易中，河南全年售电43.35亿千瓦时；湖北全年购电23.00亿千瓦时；湖南全年购电1.97亿千瓦时，全年售电4.39亿千瓦时；江西全年购电1.49亿千瓦时；四川全年购电10.08亿千瓦时；重庆全年购电11.21亿千瓦时，其中购河南电量6.82亿千瓦时，购湖南电量4.39亿千瓦时。

来源：华中电监局